Großspeicher: Wie Batterien Strompreise handeln und senken

Viele, die ihr Elektroauto laden oder eine Handvoll Solarmeter auf dem Dach sehen, merken den Effekt nicht direkt: Wenn am Mittag viel Solarstrom erzeugt wird, fallen die Großhandelspreise; am Abend, wenn viele laden, steigen sie wieder. Großspeicher greifen genau hier ein. Sie laden, wenn Strom billig ist, und entladen, wenn er teuer wird. Für das Netz bedeutet das weniger Kurzfristspitzen; für Haushalte können sich die Kosten verringern, weil Anbieter und Verteilnetzbetreiber die teuersten Minuten seltener erleben.

Damit das wirtschaftlich funktioniert, kombinieren Betreiber mehrere Einnahmequellen: sie handeln an Day‑Ahead‑ und Intraday‑Märkten, bieten schnelle Regelenergie an und können an Kapazitätsmechanismen teilnehmen. Die technischen Eigenschaften der Batterie – Leistung (kW), Kapazität (kWh), Lade‑/Entladerate und Alterung – bestimmen, welche Strategien sinnvoll sind. Die folgenden Kapitel erklären Schritt für Schritt, wie Großspeicher arbeiten, wie sie Geld verdienen und welche Folgen das für Preise und Klima hat.

Ein Großspeicher ist vereinfacht gesagt eine große Batterie‑Anlage, die elektrische Energie zwischenlagern kann. In der Praxis sind das meist Lithium‑Ion‑Speicher (verschiedene Zellchemien wie LFP oder NMC), seltener Redox‑Flow‑Batterien oder kundenspezifische Systeme für längere Dauer. Entscheidend sind zwei technische Grössen: Energieinhalt in kWh (wie viel gespeichert werden kann) und Leistung in kW (wie schnell Energie geliefert oder aufgenommen werden kann).

Wichtige Marktbegriffe kurz erklärt: Arbitrage bedeutet, von Preisunterschieden zwischen verschiedenen Marktzeiträumen zu profitieren (zum Beispiel Billigstrom am Mittag kaufen, teuren Strom am Abend verkaufen). Regelenergie (oder Ancillary Services) sind Dienste, mit denen Speicher schnelle Leistung zur Netzstabilisation liefern; dafür werden separate Preise bezahlt. Revenue‑Stacking heißt die gleichzeitige Nutzung mehrerer Erlösquellen, um die Wirtschaftlichkeit zu verbessern.

Batteriespeicher liefern nicht nur Energie, sie liefern «Zeit». Indem sie Lieferzeitpunkte verschieben, reduzieren sie Spitzenpreise und erhöhen die Auslastung erneuerbarer Erzeugung.

Eine kleine Tabelle macht die typischen Erlösarten sichtbar:

Wichtig für die Wirtschaftlichkeit sind außerdem Kostenfaktoren: Zell‑ und Packpreise, Steuerung/Software und die Alterung der Batterie. Laut aktuellen Übersichten lagen globale Packpreise in den vergangenen Jahren deutlich gesunken (Referenzwerte aus 2023/2024 zeigen starke Kostendegression), was große Projekte erst bankfähig macht. Für exakte Projektkalkulationen sind jedoch stündliche Marktzeitreihen und TSO‑Daten nötig, weil lokale Preisspreads stark variieren.

Betreiber verfolgen meist einen «Revenue‑Stacking»‑Ansatz: die Batterie beteiligt sich gleichzeitig an mehreren Märkten, weil ein einzelner Erlösstrom selten die Investition trägt. Typische Kombinationen sind Intraday‑Arbitrage plus Teilnahme an Schnellregelleistung und gegebenenfalls Kapazitätsauktionen. Intraday‑Arbitrage nutzt Stundenspreads zwischen günstigen und teuren Perioden; Regelenergie zahlt oft besser für sehr schnelle Antwortzeiten, für die Batterien besonders geeignet sind.

Ein konkretes, vereinfachtes Beispiel: Ein 100‑MW‑/200‑MWh‑Speicher kann am Vormittag niedrige Preise nutzen, um 200 MWh zu laden, und am Abend zu einem höheren Preis abgeben. Parallel dazu bietet derselbe Speicher Sekundärregelleistung an — die Anlage reserviert dafür einen kleinen Leistungsteil und erhält separate Vergütung. Die Software entscheidet in Millisekunden, welche Opportunität gerade besser ist, und optimiert die Batteriezyklen unter Berücksichtigung von Alterungskosten.

Wie viel dabei tatsächlich verdient wird, hängt stark von lokalen Marktbedingungen ab: Liquidität, Volatilität, Produktdesign (z. B. Mindestdauer von Regelenergie) und Netzengpässe. In Ländern mit hohen Preisschwankungen sind Arbitrage‑Erlöse größer; in dichter geregelten Märkten sind Kapazitätsverträge und langfristige Verfügbarkeitsprämien wichtig. Für private Haushalte macht es oft mehr Sinn, einen Speicher hinter der PV‑Anlage als Eigenverbrauchsoptimierer zu betreiben – dazu passt unser Überblick zu Solarstrom speichern im Haushalt.

Für Projektfinanzierer sind zwei Parameter zentral: erwarteter Mittel‑ bis Langfristspread (für Merchant‑Erlöse) und die Volatilität der Regelenergiepreise. Ohne Hedging oder Kapazitätsverträge bleibt Merchant‑Risiko bestehen; deshalb sichern viele Entwickler Einnahmen durch kombinierte PPA‑, Kapazitäts‑ oder Verfügbarkeitsverträge ab.

Die Chancen sind klar: Großspeicher verringern Spitzenpreise, unterstützen die Integration von Wind und Solar und können Redispatch‑Bedarf reduzieren. Wenn Speicher häufiger einspeisen, werden extreme Preisspitzen seltener; das senkt durchschnittliche Kosten für Verbraucher und reduziert die Notwendigkeit teurer Netzausbau‑Maßnahmen in manchen Korridoren.

Risiken bestehen auf mehreren Ebenen. Erstens: Erlösunsicherheit. Wenn zu viele Speicher gleichzeitig dieselben Strategien fahren, drücken sie die Spreads und reduzieren so ihre eigene Profitabilität. Zweitens: technische Alterung. Jede Zyklenladung kostet Lebensdauer; das muss in der Optimierung berücksichtigt werden. Drittens: regulatorische Veränderungen. Marktregeln können Produktdefinitionen ändern (z. B. Mindestdauer für Regelenergie oder Vergütungsmechanismen), was Geschäftsmodelle bedrohen kann.

Hinzu kommen systemische Spannungen: Kurzfristig kann die Verdrängung von Preisspitzen die Signale für Investitionen in weitere Flexibilität verändern; langfristig sind andere Speicherformen (Langdauer‑Batterien, Power‑to‑X) mögliche Ergänzungen. Auch Verteilungseffekte sind zu beachten: Haushalte ohne Eigenanlagen profitieren indirekt von niedrigeren Spotpreisen, während Betreiber und Investoren das Markt‑Risiko tragen.

Die technische Basis verbessert sich weiter: Zellpreise fielen in den letzten Jahren deutlich, und neue Formate (größere Zellen, verbesserte Energiemanagement‑Software) machen längere Lebensdauern und tiefere LCOE möglich. Parallel wächst die Nachfrage nach längerfristiger Speicherfähigkeit, was Märkte für mehrere Stunden oder sogar Tage adressiert. Dort konkurrieren Batteriespeicher mit saisonaleren Lösungen wie Wasserstoff‑Speichern oder thermischen Systemen.

Wirtschaftlich wird sich zeigen, ob Marktmechaniken rechtzeitig angepasst werden: Ein sinnvoll gebauter Markt belohnt Verfügbarkeit, schnelles Reagieren und systemdienliche Flexibilität. Für Betreiber heißt das: Software und Marktparticipation sind mindestens so wichtig wie Hardware; intelligente Steuerung maximiert die Lebens­zyklen‑bereinigten Erlöse.

Für politische Entscheidungsträger liegt die Option darin, Rahmenbedingungen so zu gestalten, dass private Investitionen in Flexibilität möglich und planbar werden. Beispielhafte Maßnahmen sind technologieoffene Kapazitätsauktionen, klare Regeln für Regelenergieprodukte und Fördermechanismen für Langlebigkeit und Recycling. Für Verbraucher kann kurzfristig eine stärkere Eigenverbrauchsnutzung von Solarstrom und die Teilnahme an zeitvariablen Tarifen greifen – das senkt Rechnungen und stärkt das System.

Großspeicher machen Preise handelbar: Sie kaufen Zeit, indem sie günstigen Überschussstrom einlagern und ihn in teureren Stunden anbieten. Das senkt kurzfristige Preisspitzen, stabilisiert das Netz und verbessert die Einbindung erneuerbarer Erzeugung. Wirtschaftlich sind Batterien heute dann attraktiv, wenn Betreiber mehrere Erlösströme kombinieren, weil einzelne Märkte allein selten ausreichend Erträge liefern. Die größten Unsicherheiten bleiben Marktregeln, Liquidität und Alterungskosten — dennoch ist die technische und ökonomische Basis so weit gereift, dass Großspeicher ein zentraler Baustein für günstigere und flexiblere Stromsysteme werden können.